skk migas 2013 project

Terdapat 3 Lapangan didalam Wilayah kerja Cepu, salah satunya adalah Lapangan Banyu Urip, dengan cadangan minyak bumi sebesar 265 juta barrel.

Proyek Banyu Urip terdiri dari 5 bagian engineering, procurement, dan construction (EPC), yakni EPC-1 yaitu pembangunan fasilitas produksi, EPC-2 yaitu pembangunan pipa onshore, EPC-3 yaitu pembangunan pipa offshore dan mooring tower, EPC-4 yaitu pembangunan FSO dan EPC-5 untuk pembangunan fasilitas infrastruktur.

LAPANGAN BANYU URIPMOBIL CEPU LTD.

LAPORAN TAHUNAN 201374

Proyek dikerjakan sejak tanggal 5 Agustus 2011, dan diharapkan dapat memulai kegiatan produksi secara penuh pada Januari 2015 sehingga dapat menambah produksi minyak Indonesia pada kapasitas penuh sebesar 165 ribu BOPD. Berdasarkan rencana pengembangan, pada Desember 2013 diharapkan pelaksanaan seluruh proyek telah mencapai 87,8%. Namun demikian, karena pelaksanaan pada EPC-1 dan EPC-5 tidak sesuai dengan komitmen, maka secara keseluruhan proyek baru mencapai 78,7%.

Hambatan utama pelaksanaan proyek adalah permasalahan terkait dengan isu sosio ekonomi yang lebih lama dari rencana, pemberdayaan kemampuan daerah, pembebasan tanah, dan perizinan, serta kinerja kontraktor EPC-1 yang tidak sesuai dengan komitmen yang utamanya disebabkan kurangnya jumlah tenaga kerja yang berpengalaman dan peralatan pendukung.

LAPORAN TAHUNAN 2013 75

FA_14050801 SKKMIGAS_AR.indd 75 7/4/14 5:26 PM

Proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) merupakan proyek pengembangan 4 WK, yaitu Ganal, Rapak, Makasar Strait dan Kalimantan Timur. Pada 4 WK tersebut terdapat 5 lapangan yaitu Lapangan Bangka, Gehem, Gendalo, Maha dan Gandang. Kegiatan-kegiatan yang akan dilakukan antara lain mengebor 28 sumur bawah laut di 5 lapangan tersebut, yang nantinya akan diintegrasikan melalui 2 unit produksi terapung (Floating Production Unit/FPU) hub dan 1 subsea tie-back.

Diharapkan dari Lapangan Bangka akan diproduksikan gas sekitar 120 juta SCFD dan kondensat 4 ribu BCPD, Gehem Hub sebesar 420 juta SCFD dan kondensat 27 ribu BCPD, serta Gendalo Hub sebesar 700 juta SCFD dan 20 ribu BCPD kondensat.

INDONESIA DEEP WATER DEVELOPMENTCHEVRON INDONESIA COMPANY


Rencana pengembangan proyek telah disetujui Menteri ESDM pada tahun 2008, dan direncanakan pada tahun 2016 kegiatan produksi sudah dapat dimulai dari Lapangan Bangka.

Front End Engineering Design (FEED) untuk Lapangan Bangka, Gendalo Hub dan Gehem Hub telah selesai pada tahun 2012. Pada akhir tahun 2013, proyek telah memasuki fase konstruksi, namun kelangsungan proyek masih membutuhkan persetujuan terhadap beberapa hal, antara lain perpanjangan KKS yang dibutuhkan untuk menjaga keekonomian proyek, keputusan dari Pertamina dan Kementerian Keuangan untuk penggunaan akses aset kilang Bontang, serta persetujuan Sales Purchase Agreement (SPA) antara Chevron dengan pembeli.


FA_14070401 SKKMIGAS_AR_ENG.indd 77 7/4/14 7:32 PM

WK Masela terdiri dari 1 lapangan yang telah discovery, yaitu Lapangan Abadi, dengan cadangan gas bumi sebesar 6,05 triliun SCF (90% P1)

Proyek pengembangan Lapangan Abadi memiliki dampak produksi dan investasi yang cukup signifikan. Selain itu, lokasi proyek yang berada di WK Masela, Laut Arafura, Maluku Tenggara Barat ini merupakan garis batas wilayah Indonesia.

POD Pertama telah disetujui Menteri ESDM pada tanggal 6 Desember 2010. Skema pengembangan lapangan akan menggunakan Floating LNG dengan kapasitas 2,5 million ton per annum (MTPA), sehingga proyek ini sekaligus merupakan model pengembangan lapangan gas yang baru pertama kali dilakukan di Indonesia.

Sesuai persetujuan POD Pertama, produksi gas bumi sebesar 449 juta SCFD dan kondensat sebesar 8,4 ribu BCPD selama 30 tahun diperkirakan akan dapat dimulai pada tahun 2016. Namun berdasarkan perkembangan terakhir, first gas diperkirakan pada akhir 2019.

LAPANGAN ABADIINPEX MASELA LTD.



Untuk menyiapkan rencana pengembangan, Inpex sampai dengan tanggal 31 Desember 2103 melakukan berbagai kegiatan, yaitu FEED untuk SURF yang telah diselesaikan pada akhir 2013, FEED untuk FLNG yang diperkirakan selesai awal tahun 2014, dan penentuan lokasi shore base di Saumlaki yang akan digunakan untuk mendukung pelaksanaan proyek.


Rencana Pengembangan Tangguh Train 3 (POD) telah disetujui Pemerintah pada 29 November 2012. Ini merupakan pengembangan lanjutan setelah Train 1 dan Train 2 (POD Pertama) yang telah beroperasi sejak tahun 2009 dan berlokasi di Bintuni, Papua Barat. Pengembangan Train 3 ini bertujuan mengembangkan dan memproduksi cadangan gas serta memonetisasi sebelum berakhirnya KKS pada tahun 2035.

Train 3 akan dibangun dengan kapasitas 3,8 MTPA dan distandarisasi sehingga kilang LNG Tangguh Train 3 ini akan menggunakan peralatan yang sama dengan Train 1 dan Train 2.

LAPANGAN TANGGUH TRAIN-3BP INDONESIA


Ruang lingkup Train 3 mencakup pembangunan kilang LNG di darat dengan kapasitas 3,8 MTPA LNG dan 3,2 ribu BOPD kondensat dan pembangunan gas production facilities di lepas pantai dengan kapasitas 700 juta SCFD, berupa 2 platform dengan total 7 well dan 2 jalur pipa dengan diameter 24 sepanjang 15 Km dan 24 Km.

Sampai dengan akhir tahun 2013, proses pengadaan onshore LNG FEED sedang berjalan dan diharapkan onstream pada tahun 2019.


WK Muara Bakau dengan luas 1.081,81 km2 terdiri dari 2 lapangan yang telah discovery, yaitu Lapangan Jangkrik (JKK) dan Lapangan Jangkrik North East (JNE), dengan potensi eksplorasi yang tersisa adalah prospek Jangkrik Deep, Dara dan Katak Biru.

Lapangan JKK dan JNE terletak di lepas pantai laut Selat Makassar dengan kedalaman sekitar 450-500 meter bawah permukaan laut.

Pengembangan gas Lapangan JKK diawali dengan ditemukannya sumur JKK-1 pada tahun 2009, kemudian dilanjutkan sumur JKK-2 dan sumur JKK-2 dir dan JKK-3 tahun 2010, sedangkan Lapangan JNE dimulai sejak penemuan sumur JNE-1 dan JNE-2 tahun 2011.

Rencana pengembangan Lapangan JKK (POD Pertama) telah disetujui Menteri ESDM pada tanggal 29 November 2011 dengan kumulatif gas sebesar 913 miliar SCF. Sedangkan rencana pengembangan Lapangan JNE (POD) telah disetujui Kepala SKK Migas pada tanggal 31 Januari 2013 dengan kumulatif produksi gas sebesar 417,5 miliar SCF.

Pengembangan lapangan JKK dan JNE akan dilakukan dengan skenario pembangunan fasilitas produksi serta komersialitas penjualan gas dan kondensat secara terintegrasi. Target first gas dari kedua lapangan ini diperkirakan pada awal tahun 2017.

Lingkup proyek Muara Bakau meliputi 3 pekerjaan utama, yaitu EPCI-1 (FPU), EPCI-2 (Riser Flowline & Installation) dan EP-3 (Subsea Production System) termasuk pengeboran sumur pengembangan sebanyak 11 sumur.

LAPANGAN JANGKRIK DAN JANGKRIK NORTH EAST - ENI MUARA BAKAU B.V.


Pengembangan Lapangan JKK terdiri dari 7 sumur bawah laut dan 4 sumur bawah laut di Lapangan JNE yang dihubungkan (tie-back) menuju FPU. Selanjutnya gas disalurkan melalui pipa ekspor bawah laut menuju Onshore Receiving Facility (ORF) untuk diukur sebelum disalurkan melalui pipa eksisting 42 dan 20 di Kalimantan Timur menuju Kilang LNG Badak dan Pasar Domestik. Adapun hasil lainnya berupa kondensat disalurkan melalui pipa eksisting 20 menuju Kilang Senipah.

Status perkembangan proyek Muara Bakau pada akhir tahun 2013 sebagai berikut:

a. Usulan AFE untuk 11 sumur pengembangan sudah disetujui bundling dan AFE-AFE pembangunan Fasilitas produksi (FPU, ORF, Pipeline dan Subsea Facility) sedang dalam tahap evaluasi akhir.

b. Usulan penetapan pemenang lelang untuk pekerjaan EPCI-I, EPCI-2 dan EP-3 sedang dalam tahap evaluasi.

c. FEED untuk proyek-proyek utama telah selesai, pelaksanaan proyek akan dimulai setelah pelaksana pekerjaan ditetapkan sesuai proses pengadaan.

d. Rencana pelaksanaan tie-in dan sharing facilities ke sistem pipa gas Kalimantan Timur dalam pembahasan aspek teknis dan komersial.


1. LAPANGAN BD

Lapangan BD terletak di lepas pantai Madura Strait, Jawa Timur, sekitar 65 km di timur Surabaya dan sekitar 16 km selatan Pulau Madura. Dari pengembangan Lapangan BD diharapkan dapat diproduksikan cadangan gas sebesar 441,7 miliar SCF dan 18,7 juta barel kondensat dengan masa produksi selama 13 tahun.

Produksi awal diperkirakan akan dimulai pada kuartal 2 tahun 2016 dengan initial production sebesar 100 juta SCFD dan 6 ribu BCPD atau setara dengan 22,7 ribu BOEPD.

Skenario pengembangan Lapangan BD dengan menggunakan Well Head Platform, FPSO Gas Processing dengan CO2 removal dan sulfur recovery unit, serta condensate stabilizing and storage. Jalur pipa yang digunakan berupa multiphase flow-line dari Well Head Platform ke FPSO dan jalur pipa dari FPSO menuju Stasiun Pengukuran Gas di Pasuruan.

2. LAPANGAN MDA - MBH

Pengembangan Lapangan MDA MBH disetujui oleh SKK Migas pada tanggal 31 Januari 2013 sedangkan pengalokasian gas disetujui pada tanggal 30 Oktober 2013.

Produksi awal diperkirakan akan dimulai pada kuartal 2 tahun 2017 dengan rencana produksi sebesar 120 juta SCFD selama 10 tahun yang akan disalurkan kepada pembeli gas melalui jalur pipa Jawa Timur dan Madura. Fasilitas produksi yang akan dibangun akan mempunyai kapasitas alir maksimal sebesar 140 juta SCFD yang bertujuan untuk melakukan antisipasi terhadap kegiatan perawatan atau shutdown time agar dapat memenuhi penyaluran gas sesuai dengan kontrak yang sudah disepakati.

LAPANGAN BD-MA-MBH-HUSKYCNOOC LTD. MADURA STRAIT


1. PROYEK SENORO (JOB PERTAMINA-MEDCO TOMORI)

Proyek Senoro akan memproduksi gas sebesar 310 juta SCFD dari 2 lapangan yaitu Lapangan Senoro dan Lapangan Cendanapura. Produksi gas tersebut akan disalurkan ke beberapa pembeli yaitu DSLNG sebesar 250 juta SCFD, PAU sebesar 55 juta SCFD dan PLN sebesar 5 juta SCFD.

a. EPC Senoro : Kemajuan proyek EPC secara keseluruhan telah mencapai 55,46% (Engineering 92,1%, Procurement 66,26%, dan Construction 12,73%) dari rencana (Recovery Plan) sebesar 58,60%, atau telah terjadi keterlambatan proyek sebesar 3,14%.

Kendala utama keterlambatan proyek adalah keterbatasan tenaga kerja terutama tenaga welder yang berpengalaman, serta kelambatan mobilisasi peralatan.1) Condensate Jetty Loading Facility : Penunjukan pemenang lelang telah disetujui SKK Migas

pada 22 Januari 2014.2) Material Offloading Facilities (MOF) Jetty : Kemajuan kontruksi telah mencapai 94,31 dari

rencana 100%. Keterlambatan ada pada pekerjaan concrete work pada jetty head yang baru mencapai 85%, sedang pekerjaan lainnya telah mencapai 100%

LAPANGAN DONGGI SENOROJOB PERTAMINA-MEDCO SENORO TOILI


2. PROYEK DONGGI-MATINDOK (PPGM PT. PERTAMINA EP)

POD Area Matindok (Donggi-Matindok) disetujui BPMIGAS tahun 2008 dan direvisi tahun 2011 dengan kapasitas produksi sebesar 105 juta SCFD (50 juta SCFD dari Donggi dan 55 juta SCFD dari Matindok) dengan perkiraan biaya investasi sebesar US$762 juta. Dalam pelaksanaannya kemudian dipisah menjadi 2 proyek, yaitu EPC CPP Donggi dan EPC CPP Matindok. Produksi gasnya akan disuplai ke DSLNG sebesar 85 juta SCFD, dan PLN sebesar 20 juta SCFD bersama dengan produksi gas dari lapangan Senoro (310 juta SCFD).

a. CPP Donggi : Saat ini kemajuan proyek telah mencapai 19,97% dari rencana awal sebesar 57,93 % (-37,96%).

b. EPC Matindok : Pelaksanaan proyek akan dimulai pada tanggal 29 Januari 2014 selama

26 bulan. Saat ini sedang persiapan alignment contract yang diperkirakan tanggal 3-7 Februari 2014.


Pengembangan Lapangan terintegrasi (POD Integrasi) yang terdiri dari Lapangan PHE-7, PHE-12, PHE-24, PHE-29, PHE-44, PHE-48 disetujui oleh SKK Migas pada tanggal 23 Oktober 2013.

Dari pengembangan Lapangan terintegrasi (POD Integrasi) diharapkan dapat diproduksikan cadangan gas sebesar 62.21 BCF dan 15.84 juta barel minyak dengan masa produksi selama 12 tahun. Initial production diperkirakan sebesar 10 juta SCFD dan 1 ribu BOPD dengan produksi puncak diharapkan mencapai 27,4 juta SCFD dan 12,65 ribu BOPD.

Untuk memproduksikan minyak dari Lapangan-Lapangan PHE 6, 29, 44 dan 48 dengan cara gas lift yang gasnya akan diperoleh dari Platform PPP dengan penambahan kompresor di CPP. Gas yang diproduksikan dari PHE 24 langsung dialirkan ke CPP eksisting dan kemudian dialirkan ke ORF Gresik sedangkan produksi multi fasa dari PHE 6, 12, 7, 29, 44 dan 48 akan dialirkan dan diproses di CPP 2. Minyak dari CPP 2 akan diteruskan ke PPP untuk selanjutnya ditampung dengan FSO sedangkan gas akan dialirkan ke ORF Gresik.

LAPANGAN PHE POD TERINTEGRASIPHE WMO



PEMBERDAYAAN KAPASITAS NASIONAL

IV

90


UPAYA PENINGKATAN DAN MEMPERTAHANKAN PRODUKSI

IV.A

Memasuki tahun 2013, pemanfaatan gas

bumi untuk kepentingan domestik dapat ditingkatkan

cukup signifikan, bahkan telah melebihi volume gas yang

diekspor.

REALISASI PEMANFAATAN GAS BUMI UNTUK KEBUTUHAN DOMESTIK

Volume pemanfaatan gas bumi dalam rangka memenuhi kebutuhan gas domestik meningkat

3.774 BBTUD pada tahun 2013 atau meningkat 155% dalam kurun waktu 10 tahun. Saat ini, pemanfaatan gas bumi untuk kepentingan domestik telah melebihi komitmen penjualan gas ke pasar ekspor. Berdasarkan data pada tahun 2013, volume gas bumi yang dimanfaatkan untuk memenuhi kebutuhan gas domestik 5,2% lebih tinggi jika dibandingkan dengan volume gas bumi

domestik sebesar 3.774 BBTUD, sementara untuk memenuhi komitmen penjualan ekspor hanya sebesar 3.402 BBTUD.

Pemanfaatan gas bumi untuk domestik didukung oleh pembangunan infrastruktur gas bumi

dari pengembangan lapangan gas yang berada di luar pulau Jawa dapat dialirkan ke pulau Jawa yang mempunyai populasi penduduk paling besar diantara pulau lain-nya di Indonesia. Salah satu tahapan penting dalam pembangunan infrastruktur gas bumi di pulau Jawa adalah beroperasinya

perairan Tanjung Priuk, DKI Jakarta.




EKSPOR DOMESTIK

Pemerintah telah menetapkan sejumlah alokasi kargo LNG kepada beberapa terminal penerima LNG baik yang sudah beroperasi seperti Nusantara Regas maupun kepada terminal penerima LNG yang masih dalam tahap perencanaan (FSRU Jawa Tengah) dan konstruksi (FSRU Lampung dan terminal regasifikasi LNG di Arun) seperti tertera pada tabel di atas. Namun demikian, perencanaan pembangunan infrastruktur gas bumi harus sejalan dengan rencana pengembangan lapangan gas bumi sehingga alokasi gas yang telah ditetapkan Pemerintah dapat dimanfaatkan dengan optimal. Sebagai contoh Nusantara Regas hanya dapat memanfaatkan 24 kargo LNG dari 27 kargo LNG yang telah ditetapkan oleh pemerintah pada tahun 2013.

Selain menetapkan alokasi LNG, pemerintah juga menetapkan alokasi gas melalui pipa untuk mendukung pemenuhan gas domestik. Pemanfaatan gas bumi melalui pipa saat ini telah berjalan dengan baik terutama dalam rangka revitalisasi pabrik pupuk, peningkatan kapasitas pembangkit listrik tenaga gas serta pemenuhan gas untuk industri pada umumnya. Pemanfaatan ini harus didukung oleh pengembangan infrastuktur pipa gas yang berkesinambungan dan fasilitas penerima pasokan gas dari sisi pembeli.

Berdasarkan data pada tahun 2013, beberapa pembeli gas masih memanfaatkan pasokan gas di bawah jumlah penyerahan pasokan gas harian yang telah disepakati pada perjanjian jual beli gas. Hal ini disebabkan oleh terbatasnya infrastruktur pipa gas dan peningkatan kapasitas pembangkit listrik yang pada umumnya baru dilakukan pada saat produksi gas telah mengalir sehingga pada awal produksi gas tidak dapat dimanfaatkan dengan baik.

Beberapa proyek pengembangan gas melalui pipa telah berproduksi pada tahun 2013, salah satu diantaranya adalah pengembangan Lapangan gas Ruby dengan volume pengaliran gas sebesar 80 BBTUD di WK Sebuku yang dioperasikan oleh Mubadala Petroleum untuk memenuhi kebutuhan gas proyek revitalisasi pabrik pupuk PT Pupuk Kalimantan Timur.

Secara berurutan dimulai pada tahun 2014, beberapa proyek pengembangan lapangan gas pipa mulai berproduksi yaitu Lapangan Gundih yang dioperasikan oleh PT Pertamina EP dengan potensi pengaliran gas sebesar 50 BBBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas pusat pembangkit listrik Tambak Lorok (Jawa Tengah), Lapangan Kepodang di WK Muriah yang dioperasikan oleh PC Muriah Ltd. dengan potensi pengaliran gas sebesar 116 BBTUD juga untuk memenuhi kebutuhan gas pusat



pembangkit listrik Tambak Lorok, Lapangan Bukit Tua di WK Ketapang yang dioperasikan oleh PC Ketapang II Ltd. dengan potensi pengaliran gas sebesar 50 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas pusat pembangkit listrik Gersik (Jawa Timur), Lapangan Senoro yang dioperasikan oleh JOB Pertamina-Medco Tomori dengan potensi pengaliran gas sebesar 60 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan pabrik amonia untuk pupuk, Lapangan gas Blok A yang dioperasikan oleh PT Medco E&P Malaka dengan potensi pengaliran gas sebesar 110 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas pabrik pupuk PT Pupuk Iskandar Muda, Lapangan MDA dan MBH yang dioperasikan oleh Husky-CNOOC Madura Ltd. dengan potensi pengaliran sebesar 85 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas revitalisasi pabrik pupuk PT Pupuk Kimia Gersik, Lapangan Tiung Biru Jambaran yang dioperasikan oleh PT Pertamina EP Cepu dengan potensi pengaliran sebesar 185 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas revitalisasi pabrik pupuk PT Pupuk Kujang Cikampek.


skk migas 2013 project

Documents